Mulighetsstudie: CO2-injeksjon er fortsatt for dyrt og for risikofylt

26.04.2005
Oljedirektoratet (OD) har på oppdrag av Olje- og energidepartementet gjennomført en mulighetsstudie for prosjekter med CO2-injeksjon for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. Konklusjonen er at CO2-injeksjon ikke framstår som et kommersielt alternativ for økt oljeutvinning for lisenseierne på norsk sokkel i dag.

ODs studie, som baserer seg på dagens teknologiske kunnskap, gir en detaljert teknisk beskrivelse av CO2-kjeden; fra kilde, fangst og transport til injeksjon og langtidslagring. I tillegg viser den felteksempler og lønnsomhetsberegninger.

Det er flere utfordringer som må overvinnes dersom CO2-injeksjon for økt oljeutvinning skal kunne settes i verk. CO2-injeksjon er teknisk mulig, og potensialet for økt utvinning er stort. Men terskelkostnadene for å etablere en leveransekjede for injeksjon av CO2 er så høye at andre metoder for økt utvinning fremstår som mer attraktive for lisenseierne i dag. CO2 til økt oljeutvinning er kapitalintensivt samtidig som produksjonen vil foregå over en lang tidsperiode. Utvinningskostnadene med CO2-injeksjon ligger i størrelsesorden +/- 30 USD/fat med kvotepris for CO2 og +/- 33 USD/fat uten kvotepris. Dette er vesentlig høyere enn oljeprisene som selskapenes bruker for langsiktige prosjekt med stor risiko.

Vann- og gassinjeksjon ble tidlig tatt i bruk på norsk sokkel for å øke utvinningen og opprettholde høy produksjon. Dette har skaffet samfunnet og oljeselskapene store inntekter utover det som ble forventet. Utviklingen av avanserte brønner, inkludert brønner med flere lange horisontale grener, avansert seismikk og mer effektive visualiseringsprogram, er også eksempler på teknologier som selskapene har tatt i bruk for å øke utvinningen. Dette gjør at norske felt inneholder mindre olje som kan produseres ved hjelp av CO2.

CO2-injeksjon kan bedre ressursutnyttelsen på norsk sokkel, men effekten er usikker.
Totalt 20 felt er vurdert som egnet for CO2 - injeksjon. Det tekniske potensialet for økt utvinning fra disse feltene er anslått til 150-300 millioner Sm3olje. Men CO2-injeksjon er teknisk krevende og konkurrerer med andre metoder for økt oljeutvinning. For å utvinne hele eller deler av potensialet, trengs store CO2-volumer på rett sted til rett tid. Det kreves dyre modifikasjoner på eksisterende installasjoner for å sette dem i stand til å injisere og behandle CO2. I USA er det mer enn 30 års erfaring med injeksjon av CO2 for økt oljeutvinning på land, men ingen steder i verden finnes det erfaring med injeksjon av CO2 i store offshore oljefelt.

For å kunne ta i bruk CO2 til økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel, må vi ha tilgang til store volumer. For å redusere fangst- og transportkostnadene, bør CO2-kildene være store punktutslipp som ligger så nær feltene som mulig.

Det er gjennomført mange studier for å identifisere CO2-kilder i Norge og i Nord-Europa. Kun få kilder i Norge er store nok til å kunne forsyne felt på norsk sokkel med CO2. Nye planlagte gasskraftverk kan gjøre interessante volum tilgjengelig nær de aktuelle feltene.

Det finnes store punktutslipp av CO2 i Europa, for eksempel kullkraftverkene i Danmark, som kan forsyne feltene på norsk sokkel med CO2. Storstilt import av CO2 vil være en forutsetning for å få ut hele potensialet for økt utvinning ved CO2-injeksjon på norsk sokkel.

Teknologi for fangst av CO2 fra gasskraftverk er tilgjengelig, men er ikke demonstrert for store gasskraftverk. Det er identifisert muligheter for kostnadsbesparelser, men disse vil trolig ikke være tilgjengelig før om fem - seks år. Forskning, teknologiutvikling og demonstrasjonsprosjekter vil på sikt å kunne bidra til reduserte fangstkostnadene.

CO2 kan transporteres i rør eller med skip. Med dagens teknologi er det nødvendig med rørledning til feltene, enten direkte fra kilde eller fra et mellomlager. Transport med skip er nødvendig hvis CO2 skal transporteres fra små eller spredte kilder langt fra etablerte CO2-lager. Levering av CO2 fra skip direkte til et oljefelt kan på sikt bli et alternativ dersom ny teknologi blir kvalifisert og feltspesifikke forhold gjør det mulig.

Felt med CO2-injeksjon har kun behov for CO2 i et begrenset tidsrom - så lenge feltet bruker CO2 til til økt utvinning. I tillegg vil det forekomme både planlagte og ikke planlagte perioder med driftsstans på feltet. For å unngå store utslipp av CO2 i perioder når feltet ikke kan bruke CO2 til økt utvinning, bør infrastrukturen; fangst og transport, knyttes opp til et langsiktig lagringsalternativ, slik at levert CO2 kan tas unna kontinuerlig over gasskraftverkets/kildens levetid. Dette øker terskelkostnadene for det første feltet som eventuelt tar CO2 i bruk.

Last ned mulighetsstudien som pdf : CO2rapport.pdf

CO2-studien ble overlevert Olje- og energiminister Thorhild Widvey på seminaret "Carbon capture storage - Where are we today?" tirsdag 26. april. Oljedirektør Gunnar Berge presenterte resultatene fra ODs studie under overskriften  "Muligheter for gjennomføring av CO2 injeksjonsprosjekt for økt utvinning på norsk sokkel"


Kontaktpersoner i OD:
Eldbjørg Vaage Melberg, senior informasjonsrådgiver, tlf. 51 87 61 00


Tema: Miljø